Раздел 4. Гидродинамическое (фильтрационное) моделирование Тема ЛЕКЦИИ 12 (4.1)

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Учебные вопросы лекции:
Принципы фильтрационного моделирования
Основные исходные данные для создания

гидродинамической модели.
Адаптация гидродинамической модели или воспроизведение истории разработки месторождения.

объекта с помощью математических символов.

Этапы гидродинамического (фильтрационного) моделирования:
1. формулирование в

математических терминах законов, описывающих поведение объекта;
2. решение прямой задачи, т.е. получение путем исследования модели выходных данных для дальнейшего сопоставления с результатами наблюдений за объектом моделирования;
3. адаптация модели по результатам наблюдения, решение обратных задач, т.е. определение характеристик модели, которые оставались неопределенными;
4. анализ модели, ее модернизация по мере накопления новой информации об изучаемом объекте, постепенный переход к новой более совершенной модели.

обратных задач по уточнению строения и свойств пласта путем воспроизведения

истории разработки, по обработке результатов исследования скважин, по изучению процессов вытеснения на керне и определению фазовых проницаемостей,
решение исследовательских задач теории фильтрации, таких как создание моделей течения в неоднородных и трещиновато-поровых средах,
изучение механизмов воздействия на пласт и моделирование новых технологий,
исследование процессов конусообразования, притока к горизонтальным скважинам и трещинам гидроразрыва и т. п.
Особое место занимают аналитические решения, полученные в рамках достаточно простых моделей, но важные для понимания механизмов фильтрационных процессов. Кроме того, аналитические решения применяются для тестирования компьютерных моделей фильтрации.

Предпроцессор, в котором осуществляется ввод данных о строении и свойствах

пласта и пластовых жидкостей, в том числе построение и оцифровка разностной сетки, задание скважин, обработка баз данных с информацией о работе скважин, соединение и согласование информации из различных источников, выбор модели фильтрации, характеристик разностной сетки, методов решения системы уравнений.

2. Постпроцессор, который осуществляет визуализацию результатов расчетов: построение различных карт, графиков, таблиц, анимацию результатов моделирования фильтрационных процессов в пласте. Развитый пакет программ включает в себя несколько моделей фильтрации, которые можно использовать по выбору в зависимости от моделируемого объекта и процесса:
• модели двух- и трехфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей (модель нелетучей нефти),
• модель многокомпонентной фильтрации (композиционная модель),
• модель неизотермической фильтрации,
• модели физико-химических методов воздействия на пласт (полимерного заводнения, закачки поверхностно-активных веществ, углекислого газа и т. п.),
• модели фильтрации в среде с двойной пористостью и с двойной проницаемостью для моделирования процессов в трещиновато-поровых коллекторах.

опции, такие как
• масштабирование сеток при переходе от геологической модели к

гидродинамической (осреднения данных геологической модели при построении и оцифровке более грубой сетки для моделирования фильтрации),
• построение сеток различных типов (блочно-центрированной, с распределенными узлами, с геометрией угловой точки, прямоугольной, цилиндрической, криволинейной, полигонов Вороного, гибкой, с локальным измельчением),
• выбор методов аппроксимации и решения уравнений (явный или неявный, прямой или итерационный, упорядочение и решение систем линейных уравнений, контроль за сходимостью),
• инициализация (моделирование начального равновесного распределения флюидов в пласте),
• расчет эффективных фазовых проницаемостей и капиллярного давления,
• контроль за работой скважин (задание дебитов, забойных давлений, ограничений для групп скважин).

модель обычно импортируется в гидродинамическую модель. В зависимости от размерности

геологической модели, как правило, происходит уменьшение количества ячеек в гидродинамической модели, как минимум, в несколько раз.

Обычно пористость, горизонтальная проницаемость и начальная нефтенасыщенность соответствуют таковым, рассчитанным в геологической модели. Т.е., в ячейках, через которые проходят скважины, они соответствуют параметрам по ГИС. В остальных ячейках модели -трехмерная интерполяция в пределах пласта.

обычно принимаются следующие условия и допущения:
• фильтрация флюидов трехмерная, двухфазная: нелетучая

нефть с растворенным газом и минерализованная вода;
• расчет полей давления и насыщенности осуществляется по схеме разностного решения уравнений материального баланса совместно с уравнениями движения для каждой из фаз (закон Дарси, фильтрационная модель Баклея-Леверетта);
• водонапорная область модели задана путем охвата расчетной областью площади водонасыщенной законтурной области, при этом на удаленных гранях расчетной сетки выполняются условия непротекания;
• уровень ВНК принят горизонтальным;
• скелет пласта считается упруго-деформируемым;
• физико-химические свойства нефти зависят от пластового давления и заданы в табличном виде;
• начальное пластовое давление соответствует гидростатическому;
• гравитационные и капиллярные силы учитываются явным образом;
• скважины проходят через центр расчетного блока вертикально;
• значения коллекторских свойств (пористости, проницаемости, песчанистости) в ячейках, через которые проходят скважины, рассчитаны по каротажным диаграммам. Для остальных ячеек заданы путем трехмерной интерполяции в пределах каждого пласта.

путем решения обратной задачи осуществляется идентификация основных фильтрационно-емкостных параметров пласта,

заложенных в модель. Этот процесс называется воспроизведением истории разработки. Корректируются обычно те параметры, которые имеют наибольшую неопределенность и при этом сильнее влияют на решение; чаще всего это - абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин.

правил, руководствуясь которыми можно было бы быстро и качественно воспроизвести

историю, не существует, однако при решении задачи идентификации модели важно понимать, как тот или иной параметр пласта влияет на наблюдаемые показатели:
• средний уровень пластового давления,
• распределение давлений в пласте,
• распределение насыщенности,
• забойные давления.
Средний уровень пластового давления определяется в основном суммарным поровым объемом Vp, в том числе объемом законтурной области, и сжимаемостью пластовой системы сl :

в результате работы добывающих и нагнетательных скважин и влияет на

текущие значения обводненности и газового фактора. Соотношения воды, нефти и газа в продукции скважин (в поверхностных условиях) определяются отношением текущих подвижностей фаз и объемных коэффициентов:

при заданных дебитах скважин осуществляется путем подбора коэффициентов продуктивности или

приемистости скважин, определяющих их пропускную способность. Если пластовое давление р0 в ячейке, в которой расположена скважина, уже воспроизведено на модели, то коэффициент продуктивности PI должен удовлетворять соотношению

разработки (адаптации), следует придерживаться нескольких основных принципов:
Определение целей воспроизведения истории.

Выбор метода воспроизведения истории - ручного или автоматизированного - определяется целями работы, доступными временными и материальными ресурсами.
Выбор целевой функции при воспроизведении истории, т. е. фактических показателей разработки, которые будут подгоняться, и критерия успешности процедуры, осуществляется с учетом доступности и качества исходных данных о добыче и закачке и целей исследования.
Определение параметров пласта, которые могут быть изменены при воспроизведении истории.
Проведение многовариантных расчетов с целью идентификации модели.
Проверка критерия воспроизведения истории, определенного в п. 3. Если критерий выполнен, то задача идентификации модели решена. В противном случае, осуществляется переход к п. 4 с целью выбора новых параметров для корректировки в соответствии с ранжированием.

и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Утвержден и введен в действие

Приказом Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.
Тынчеров К.Т., Горюнова М.В. Практический курс геологического и гидродинамического моделирования процесса добычи углеводородов: учебное пособие / К.Т.Тынчеров, М.В.Горюнова – Октябрьский: издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2012, 150 с.
Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов B.R «Оценка качества 3D моделей» М.: ООО «ИПЦ Маска», 2008 - 272 стр.